国家能源局近日印发的《页岩气发展规划(2016-2020年)》提出，大幅度提高页岩气产量，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年力争达到800-1000亿立方米，分别相当于2015年44.71亿立方米产量的近7倍和18-22倍。如此宏伟的页岩气发展规划蓝图，确实令人振奋。面对页岩气即将迎来的高速发展形势，笔者认为，还需要妥善解决好开采出来的页岩气的向外输送问题和消纳利用问题。

　　目前我国页岩气开采现场，大都地处偏僻地区，距离现有的常规天然气的输气管道较远。此外，页岩气开发初期，井口分布往往比较零散，且产气量不高，若专门为此铺设输气管道，则因投资不菲而不划算。外输页岩气方式就需要因地制宜，区别对待。

　　开发初期，若页岩气日产量在10万立方米以下，宜用CNG长管拖车方式输送到使用目的地。例如近年来中石化在四川威远和荣县两处开采出来的页岩气，即用此方法外输。一般输送距离在100公里以内。

　　如果页岩气的日产量达到10万-30万立方米，则可以考虑就地安装中小型天然气液化装置，将页岩气液化后用LNG槽车运输到几百公里内的地方使用。例如四川宜宾沐爱镇就建有一座日处理30万立方米页岩气的LNG工厂。由于该工厂周围以及邻近的云南省昭通地区，既远离常规天然气输气管道，又对LNG需求颇大，因此，该厂投产后，一直处于产销两旺状态。

　　当然，如果距现有天然气管道不远，例如2009年12月开发的我国页岩气第一口-井威201井距县城仅约20公里远，于是就直接铺设管道到威远县城供居民使用。又例如2015年建成的我国首个国家页岩气示范区——涪陵页岩气主产区，其日产量高达900万立方米，那就非铺设专用输气管不可了。涪陵——石柱县王场的页岩气管道工程总投资逾18亿元。管道全长136.5公里，与川东天然气输气干线相连。设计输气压力为10兆帕，管径1016毫米，设计年输气量60亿立方米。该管道于2015年4月22日接通。

　　另一方面，跟常规天然气一样，页岩气也面临消费市场的开拓问题。这中间存在一个扬长避短问题。页岩气的短板在于若采用非管网外输方式，就不如管网业已四通八达的常规天然气的方便、及时。页岩气的长处在于其具有本身压力高(一般20兆帕以上)、热值高(可燃成份多达98%以上)、不含硫化氢等突出优点。

　　为了充分发挥面页岩气的上述优点，处于非管网地区的页岩气最适合作为CNG汽车加气母站的原料气，只需要在页岩气井口就地安装油水分离装置和深度脱水装置，对页岩气进行净化处理后就可以通达CNG长管拖车将其运送到各个CNG汽车加气子站使用。与常规CNG母站相比，可以省去脱硫装置和压缩机，大大节省了建站投资、压缩机的电能消耗和脱硫装置的支行、维护费用。另外，页岩气作用车用燃料的附加值也比工业用气或民用气高一些。

　　近年来，四川自贡已建成三座使用页岩气的汽车加气子站。贵州遵义市正安县日产量达10万立方米的“安贡1井”的CNG加气站项目不久前也进入设备采购阶段。页岩气直接当作CNG使用的另一个领域是代替乙炔作为钢板的切割工艺用气。既价廉、又环保，只需通过CNG长管拖车将页岩气运到分装站，通过加气机将其充装到工作压力为12兆帕的气瓶内后，即可运到工厂、工地上使用。

　　此外，液化页岩气可以优先用于附加值较高的车船燃料。例如，上述筠连液化页岩气就已运送到昭通地区用作L-CNG出租车燃料。也可输入城市储气站供调峰用。

　　当然，除了上述几种页岩气优势领域之外，也可与常规天然气一样，用于工业、发电和民用燃料。

　　综上所述，只要妥善解决好页岩气的外输和市场开拓问题，我国页岩气的高速发展将会更加顺利。